朱筱敏，李亞輝，張義娜，王文軍，張亞雄，楊立干，王 欣

（1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中國石油化工股份有限公司江蘇油田公司地質(zhì)研究院，江蘇揚州225200）

0 引言

近年來，儲層研究在孔隙成因與識別、成巖環(huán)境與定量成巖相、儲層孔隙綜合預(yù)測、儲層物理和數(shù)值模擬、不同尺度成巖作用、層序地層格架與有利儲層分布等方面取得了許多新成果［1－14］。前人對蘇北盆地泰州組沉積儲層有過一系列研究［15－16］，取得了一些認識成果，認為深部儲層質(zhì)量受復(fù)雜沉積相帶類型、深埋藏、強成巖作用等因素的影響，表現(xiàn)出低孔、低滲的特點，深度大于2 400m的儲層存在次生孔隙帶等。

蘇北盆地包括鹽阜坳陷、建湖隆起和東臺坳陷3個次級構(gòu)造單元，面積約3.5×104km2（圖1）。蘇北盆地充填厚逾6 000m的上白堊統(tǒng)泰州組—第四系。本文中研究層段上白堊統(tǒng)泰州組可分為上部泰二段和下部泰一段，總厚150～520m。泰一段主要為砂礫巖、塊狀砂巖夾泥巖的扇三角洲、辮狀河三角洲（濁積扇）粗碎屑沉積，其底部與下伏不同地層（下白堊統(tǒng)、中生界或古生界）不整合接觸；泰二段頂部為棕紅色泥巖夾灰黑色泥巖和薄層粉砂巖，中、下部以灰黑色較深水湖相泥巖為主，與上覆地層假整合接觸。

圖1 蘇北盆地構(gòu)造區(qū)劃圖Fig.1 Tectonic Units of Subei Basin

由于勘探程度比較低，鉆井資料少，對上白堊統(tǒng)泰州組儲層成巖作用以及孔隙演化、次生孔隙形成機理、有利儲層預(yù)測研究較為薄弱，不能滿足泰州組深化勘探的需要。筆者主要依據(jù)最新的53口井310余塊儲層分析資料，針對蘇北盆地海安、高郵凹陷（圖1）上白堊統(tǒng)泰州組砂巖儲層孔隙類型及其形成機理開展研究，分析有利孔隙發(fā)育主控因素，預(yù)測有利儲層分布。

1 不同成因儲集砂體儲層特征對比

蘇北盆地東南部泰州組儲集砂體的成因類型有曲流河三角洲和辮狀河三角洲砂體、濁積扇砂體、扇三角洲砂體、沖積扇和濱淺湖砂壩砂體。這些砂體儲層巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低，主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，泥質(zhì)雜基和填隙物質(zhì)量分數(shù)近10%，顆粒分選不好，次棱—次圓狀。海安凹陷泰州組儲層以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，其中石英質(zhì)量分數(shù)為39%～56%；長石質(zhì)量分數(shù)為21%～41%，其中堿性長石含量占絕對優(yōu)勢，平均質(zhì)量分數(shù)達到27.5%；巖屑質(zhì)量分數(shù)為16%～33%，以變質(zhì)巖巖屑為主，平均15.8%。巖石中泥質(zhì)雜基質(zhì)量分數(shù)平均為1.68%。填隙物成分以方解石（質(zhì)量分數(shù)為3.55%）和白云石（質(zhì)量分數(shù)為3.29%）為主，黏土礦物質(zhì)量分數(shù)稍低，平均1.41%。高郵凹陷泰州組儲層巖石以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，其中石英質(zhì)量分數(shù)為36%～51%；長石質(zhì)量分數(shù)為24%～29%，其中堿性長石質(zhì)量分數(shù)占絕對優(yōu)勢，平均達到20.6%；巖屑質(zhì)量分數(shù)為25%～35%，以變質(zhì)巖巖屑為主。巖石中泥質(zhì)雜基平均質(zhì)量分數(shù)為1.94%。填隙物成分以方解石（質(zhì)量分數(shù)為5.23%）和白云石（質(zhì)量分數(shù)為3.29%）為主。

受沉積環(huán)境和成巖作用的綜合影響，高郵凹陷泰州組東南部發(fā)育的淺埋（淺于2 500m）扇三角洲砂體物性好于海安凹陷三角洲砂體物性，尤其是在高郵凹陷東南部周莊地區(qū)扇三角洲前緣成因砂體，埋深為1 600～1 900m，具有較好的儲層物性（表1、圖2）。

2 泰州組儲層孔隙類型及其演化

2.1 泰州組儲層孔隙類型

2.1.1 原生孔隙

原生孔隙是指與沉積作用同時形成的、在成巖作用階段保存下來的粒間孔隙，即為壓實剩余的原生粒間孔隙和膠結(jié)剩余的粒間孔隙。鑄體薄片分析表明，蘇北盆地泰州組儲層的原生孔隙并不發(fā)育，但在高郵凹陷1 500～1 800m深度段儲層發(fā)育原生孔隙（圖3）。

表1 蘇北盆地泰州組不同成因砂體儲層特征Tab.1 Characteristics of Different Sandstone Reservoirs of Taizhou Formation in Subei Basin

圖2 海安和高郵凹陷泰州組不同成因儲層孔隙度與深度關(guān)系Fig.2 Plots of the Porosity and Depth in Different Reservoirs of Taizhou Formation in Haian and Gaoyou Depressions

圖3 蘇北盆地泰州組原生孔隙和次生孔隙類型Fig.3 Types of Primary and Secondary Pores of Taizhou Formation in Subei Basin

2.1.2 次生孔隙

次生孔隙是指沉積作用之后，通過不同的巖石成巖作用或其他地質(zhì)因素如構(gòu)造作用、脫水收縮作用等所形成的孔隙。海安凹陷泰州組儲層以次生孔隙為主，主要為碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕形成的粒間溶孔、巖屑溶蝕形成的粒內(nèi)溶孔以及少量的鑄模孔和高嶺石晶間微孔（圖3）。

2.2 泰州組儲層孔隙演化史

鑄體薄片、掃描電鏡、物性、碳酸鹽含量等多方面的資料研究表明：蘇北盆地泰州組儲層孔隙經(jīng)歷了由原生孔隙到次生孔隙的演化過程，但海安和高郵凹陷儲層孔隙演化過程存在差異（圖4）。

2.2.1 海安凹陷泰州組

圖4 海安凹陷和高郵凹陷孔隙度與深度、碳酸鹽含量與深度關(guān)系Fig.4 Plots of Porosity－depth and Carbonate Content－depth in Haian and Gaoyou Depressions

海安凹陷泰州組儲層以次生孔隙發(fā)育為特征，原生孔隙較少。對于西北部梁垛和安豐地區(qū)，2 200m之下大量的碳酸鹽膠結(jié)物、長石和巖屑顆粒遭受強烈的溶蝕，形成大量的粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔；埋深達到2 400m左右時，溶蝕作用表現(xiàn)最強，形成泰州組第一個發(fā)育的次生孔隙帶，顯著改善了該區(qū)的儲層質(zhì)量；此后，溶蝕作用變緩慢，膠結(jié)作用又加強，減少了部分孔隙空間；埋深到2 800m左右時，溶蝕作用又開始占據(jù)主要地位，形成了泰州組第二個次生孔隙帶（圖4）。凹陷北部和東南部海中和新井地區(qū)、北陵和曲塘地區(qū)存在類似的孔隙演化規(guī)律，只是次生孔隙帶發(fā)育的深度和程度存在一定差異（圖4）。

2.2.2 高郵凹陷泰州組

高郵凹陷泰州組儲層亦以次生孔隙發(fā)育為特征，但在1 500～1 800m深度段常見原生孔隙，形成了混合孔隙發(fā)育帶。高郵凹陷泰州組只存在1個次生孔隙發(fā)育帶。東南部吳堡低凸起儲層埋深在1 400m之下時，大量的碳酸鹽膠結(jié)物、長石和巖屑顆粒遭受強烈的溶蝕，形成大量的粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，同時由于埋藏較淺，還存在一定的原生孔隙；埋深達到1 800 m左右時，形成泰州組原生與次生孔隙共同發(fā)育的孔隙帶，顯著改善了該區(qū)的儲層質(zhì)量；此后，溶蝕作用變緩，膠結(jié)作用得到加強，又減少了部分孔隙空間；而到2 300m左右時，溶蝕作用又開始占據(jù)主要地位，形成了泰州組第一個次生孔隙帶（圖4）。

3 儲層次生孔隙形成機理與發(fā)育規(guī)律

深部儲層中次生孔隙的形成主要與沉積物中有機質(zhì)演化產(chǎn)生的有機酸、酚和碳酸有關(guān)。蘇北盆地泰州組泰二段大量的烴源巖在熱演化過程中產(chǎn)生了大量的有機酸等流體，這些流體向下滲入到下部泰一段砂巖中，對其中的粒間膠結(jié)物、巖石顆粒、雜基等進行溶蝕，形成并發(fā)育了次生孔隙（圖4）。

3.1 泰州組儲層次生孔隙形成機理

3.1.1 碳酸鹽溶蝕形成次生孔隙主體

根據(jù)鏡下鑄體薄片觀察，大部分次生孔隙是由粒間碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕產(chǎn)生，被溶蝕的碳酸鹽有成巖早期形成的方解石和成巖晚期形成的鐵方解石和鐵白云石（圖3、4）。圖4表明，次生孔隙的形成主要與碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕有關(guān)，孔隙度較高的井段碳酸鹽膠結(jié)物含量較低，如海安凹陷2 800m處，孔隙度約15%，碳酸鹽膠結(jié)物質(zhì)量分數(shù)較低，為10%。鏡下薄片資料表明，在相應(yīng)深度段碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生了較明顯的溶蝕（圖3）。

3.1.2 長石和巖屑的溶蝕形成部分次生孔隙

部分次生孔隙是由長石、巖屑和雜基溶蝕形成的，這類次生孔隙主要為粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、超大孔（圖3）。

3.1.3 礦物的脫水作用有助于次生孔隙形成

泰州組儲層中蒙脫石已經(jīng)基本消失，黏土礦物伊利石－蒙脫石混層比小于30%。綜合分析認為，在中成巖階段，蒙脫石脫出礦化度較低的、富含H＋的層間水促使碳酸鹽、長石和巖屑的溶蝕。

3.2 泰州組儲層次生孔隙發(fā)育規(guī)律

3.2.1 海安凹陷泰州組儲層存在2個次生孔隙發(fā)育段

據(jù)煤的鏡質(zhì)體反射率和黏土混層比資料，海安凹陷泰州組儲層整體已進入中成巖A階段，受溶蝕作用影響，次生孔隙發(fā)育在兩個深度段。第一個次生孔隙發(fā)育段為2 300～2 500m，孔隙度為12%～25%，次生孔隙發(fā)育；第二個次生孔隙發(fā)育段為2 600～3 200m，孔隙度為10%～20%（圖4）。

海安凹陷3個沉積區(qū)（即西北部梁垛和安豐地區(qū)、北部海中和新井地區(qū)、東南部北陵和曲塘地區(qū)）在次生孔隙發(fā)育的深度范圍和發(fā)育程度上存在差別。梁垛和安豐地區(qū)第一個次生孔隙發(fā)育段位于2 300～2 380m井段，孔隙度主要為15%～30%；相應(yīng)的第二個次生孔隙發(fā)育段深度也淺，為2 700～2 800m，孔隙度為10%～20%。海中和新井地區(qū)第一個次生孔隙發(fā)育段為2 440～2 500m，孔隙度為10%～25%；第二個次生孔隙發(fā)育段為2 850m左右，孔隙度為10%～18%。北陵和曲塘地區(qū)第一個次生孔隙發(fā)育段為2 400m左右，孔隙度為10%～20%；第二個次生孔隙發(fā)育段為2 700～3 200m，孔隙度為10%左右。

海安凹陷有利儲層主要發(fā)育在西北部梁垛和安豐地區(qū)，儲層質(zhì)量受沉積相帶類型和沉積物埋深的影響，次生孔隙最為發(fā)育；其次為海中和新井地區(qū)。

3.2.2 高郵凹陷泰州組儲層存在1個次生孔隙發(fā)育段

高郵凹陷泰州組儲層處于早成巖B—中成巖A階段，1 500～1 800m是原生孔隙與次生孔隙共同混合發(fā)育的深度段，孔隙度為15%～30%。次生孔隙發(fā)育段為2 400～2 900m?？紫栋l(fā)育程度與海安凹陷的第一個次生孔隙發(fā)育段相似，孔隙度為10%～20%（圖4）。

高郵凹陷東南部吳堡低凸起與周莊—陳堡地區(qū)類似，其第一個次生孔隙發(fā)育段為2 300m左右，孔隙度值為15%～30%。

南部富民地區(qū)泰州組儲層埋藏較深，第一個次生孔隙發(fā)育段為2 400～2 600m，孔隙度為10%～20%。高郵凹陷北斜坡地區(qū)儲層埋藏深度范圍大，次生孔隙發(fā)育段為2 400～2 800m，孔隙度為10%～15%。

高郵凹陷有利儲層發(fā)育明顯受沉積相帶和埋深的影響。南部吳堡低凸起發(fā)育扇三角洲成因砂體，次生孔隙帶埋藏相對最淺，孔隙度也最高；其次為北斜坡地區(qū)。

4 泰州組有利儲層評價

4.1 海安凹陷泰州組儲層綜合評價

海安凹陷泰州組主力儲層處于泰一段，自下而上分為Ⅲ砂組、Ⅱ砂組（低位體系域）和Ⅰ砂組（高位體系域）（圖5）。參照《碎屑巖成巖階段劃分》（SY／T 5477—2003）［17］，將研究區(qū)泰州組儲層劃分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層。

圖5 海安凹陷泰州組不同砂組（體系域）儲層孔隙度與深度關(guān)系Fig.5 Plot of Porosity－depth in Different Sandstone Layers of Taizhou Formation in Haian Depression

4.1.1 Ⅲ砂組與Ⅱ砂組儲層評價

海安凹陷泰州組Ⅲ砂組與Ⅱ砂組沉積儲層在西北部安豐地區(qū)物性較好，以Ⅰ類儲層為主。三角洲沉積砂體孔隙度最小值為10%，最大值27.6%，平均值為20.76%，其中孔隙度為20%～30%的值占70%左右，另有20%以上為7%～12%；滲透率為（0.9～4 146.7）×10－3μm2，其中有60%以上的值大于100×10－3μm2。儲層物性好以及埋藏相對較淺（2 400m左右）與處于泰州組第一個次生孔隙發(fā)育段有關(guān)。

4.1.2 Ⅰ砂組儲層評價

海安凹陷泰州組Ⅰ砂組三角洲和濁流成因儲層發(fā)育在西北部安豐和梁垛地區(qū)，三角洲和濁流砂體孔隙度最小值2.1%，最大值26.7%，平均值15.44%，其中孔隙度為12%～20%的值占55%左右。滲透率為（0.13～5 37.3）×10－3μm2，其中有50%以上的值為（1～100）×10－3μm2。這些物性較好的儲層埋藏淺且處于次生孔隙發(fā)育段。

海安凹陷西北部梁垛和安豐地區(qū)泰一段以三角洲沉積為主，儲層孔隙度以12%～20%與20%～30%為主，分別占總樣品的45%和40%，平均值為17.83%，滲透率以（1～100）×10－3μm2為主，占樣品總數(shù)的50%左右。因此，安豐和梁垛地區(qū)儲層以Ⅰ和Ⅱ類儲層為主。

海安凹陷東南部北陵及曲塘地區(qū)泰州組儲層孔隙度以7%～12%與12%～20%占優(yōu)勢，分別為40%、55%，平均孔隙度12.23%，滲透率以小于1× 10－3μm2和（1～100）×10－3μm2占優(yōu)勢，總體來說北陵及曲塘地區(qū)儲層以Ⅱ和Ⅲ類儲層為主，Ⅱ類儲層稍多。

海安凹陷北部海中與新井地區(qū)的砂體物性較好，儲層孔隙度以12%～20%為主，達到60%，平均值15.21%；滲透率以（1～100）×10－3μm2為主，占55%左右，此外還有20%左右的值大于100× 10－3μm2，平均值116.45×10－3μm2。因此，海中與新井地區(qū)儲層以Ⅱ類儲層為主，Ⅰ類儲層較北陵和曲塘地區(qū)多。

海安凹陷泰一段3個砂組的物性特征也存在一定的差別。與西北部安豐地區(qū)3個砂組的物性相比來說，海安地區(qū)最好，Ⅲ砂組又是安豐地區(qū)最好；其次為安豐地區(qū)的Ⅰ砂組和Ⅱ砂組以及梁垛地區(qū)的Ⅰ砂組；再次為北部海中和新井地區(qū)的Ⅰ砂組。東南部北陵和曲塘地區(qū)儲層埋深較大，相對來說，Ⅲ砂組和Ⅱ砂組物性好于Ⅰ砂組，但整體上不如海中和新井地區(qū)。

4.2 高郵凹陷泰州組儲層綜合評價

高郵凹陷泰州組儲層物性受沉積相帶和埋藏深度的控制，儲層物性變化較大。整個泰一段以厚層砂巖為主，夾薄層泥巖；在縱向上，隨埋深的增加，孔隙度和滲透率明顯降低（圖4）。

4.2.1 Ⅲ砂組與Ⅱ砂組儲層評價

Ⅲ砂組與Ⅱ砂組儲層平均孔隙度為14.8%，平均滲透率為12.8×10－3μm2，以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，主要為辮狀河三角洲砂體，Ⅰ類儲層來自于扇三角洲前緣的砂體。

4.2.2 Ⅰ砂組儲層評價

高郵凹陷I砂組儲層以Ⅱ類儲層為主，主要為辮狀河三角洲和扇三角洲前緣成因砂體，常見Ⅰ類儲層，在不同地區(qū)儲層質(zhì)量存在較大差異。

高郵凹陷南部周莊到陳堡地區(qū)埋深在2 400m之上的泰州組儲層物性最好，平均孔隙度為21.50%，平均滲透率為100×10－3μm2，為扇三角洲前緣砂體成因的Ⅰ類儲層。

高郵凹陷西部大儀集、韋莊、碼頭莊一帶儲層埋深基本上在2 000m之上，儲層物性好，平均孔隙度為15%，平均滲透率為（1～100）×10－3μm2，以Ⅱ類儲層為主，也見Ⅲ類儲層。

高郵凹陷東部富民地區(qū)的泰州組儲層埋深大多為2 400～2 600m，孔隙度較西部低，但滲透率與西部相差不大，因此儲層物性較好；扇三角洲前緣砂體平均孔隙度為14.03%，平均滲透率為（1～100）× 10－3μm2，以Ⅱ類儲層為主。

高郵凹陷北部沙埝—單家莊一帶泰州組儲層埋深為2 000～3 000m，儲層物性較富民地區(qū)稍差；辮狀河三角洲成因的泰州組3個砂組均較發(fā)育，平均孔隙度為25.5%，平均滲透率則為（1～100）× 10－3μm2，并以Ⅱ類儲層為主，同時還有部分Ⅱ、Ⅲ類儲層。

4.3 泰州組有利儲層綜合評價

泰州組泰一段Ⅱ、Ⅲ砂組以及Ⅰ砂組是儲層發(fā)育層段（表2）。蘇北盆地成烴成藏分析和油氣勘探實踐表明，海安凹陷泰州組Ⅰ砂組普遍見油氣顯示，說明泰二段生油層就近排烴的特點，而Ⅱ、Ⅲ砂組油氣顯示不普遍，只有當(dāng)存在調(diào)節(jié)斷層且調(diào)節(jié)斷層斷距合適的時候油氣才能進入。海安凹陷厚10m以上的湖侵泥巖可以作為良好蓋層，而高郵凹陷泰州組湖侵泥巖較薄，蓋層質(zhì)量較差。

綜合研究表明，海安凹陷泰州組有利儲層主要分布在西北部和東部的三角洲前緣和滑塌濁積扇成因砂體中，高郵凹陷泰州組有利儲層主要分布在南部扇三角洲前緣成因砂體中（表2）。

5 結(jié)語

（1）受沉積環(huán)境和成巖作用綜合影響，高郵凹陷泰州組東南部發(fā)育的淺埋（淺于2 500m）扇三角洲砂體儲層物性較好，特別是在高郵凹陷東南部周莊地區(qū)發(fā)育的淺埋（1 600～1 900m）扇三角洲前緣成因砂體，儲層質(zhì)量較好。高郵凹陷泰州組儲層亦以次生孔隙發(fā)育為特征，但在1 500～1 800m深度段常見原生孔隙與次生孔隙混合的孔隙發(fā)育段，在埋深2 300m左右時，形成泰州組次生孔隙段。

（2）海安凹陷泰州組儲層以發(fā)育次生孔隙為特征，系大量的碳酸鹽膠結(jié)物、長石和巖屑顆粒遭受強烈的溶蝕，形成了大量的粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔。在埋深2 400、2 800m左右深度段，分別形成泰州組2個次生孔隙段。

（3）蘇北盆地泰州組儲層質(zhì)量明顯受沉積相帶類型和儲層埋深的影響。海安凹陷有利儲層主要發(fā)育在西北部梁垛和安豐地區(qū)三角洲前緣砂體中，次生孔隙發(fā)育。高郵凹陷南部吳堡低凸起發(fā)育扇三角洲成因砂體，次生孔隙帶埋藏相對最淺，孔隙度也較高，為有利儲層發(fā)育區(qū)。

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